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摘 要：煤层气开发已经在全世界范围内得到广泛开展。但煤层气的开采机理依然存在一些质疑，其研究明显滞后于生产实践。本文以澳大利亚Surat盆地T气田为例，说明煤层气的富集和构造位置有一定的相关性。动态分析结果表明，位于构造高部位的煤层气井更早见气，该气田生产的煤层气不仅僅是靠原地解析扩散，也可能存在构造低部位煤层解析气运移到构造高部位的自由气，因此构造高部位表现出类似常规气藏受盖层封隔成藏的特征。这种现象明显相悖于经典的“排水-降压-解吸-扩散-渗流”采气机理。气田高部位产层压力不降反升再次证明从低部位过来的自由气向高部位运移而维持住压力甚至升高。随着对澳大利亚煤层气开采机理的加深，储层从过去认为的封闭体系到目前的开放体系，使得非常规能源煤层气的产量预测更加符合实际。也为日后煤层气开采提供了强有力的科学依据。
前言
澳大利亚是世界上煤层气开发技术较为成熟的国家之一，其煤层气工业主要集中在东澳大利亚的新南威尔士州和昆士兰州，近年来澳大利亚煤层气的探明储量增长迅速[1，2]。煤层气将成为昆士兰州最重要的新型能源和未来的主力能源之一。我国中石油，中石化和中海油三大石油公司先后进军澳大利亚的煤层气领域，首选开发Bowen-Surat盆地，因此有必要对煤层气采出机理进行研究[3]。
一澳大利亚煤层气开采特征
澳大利亚早期煤层气勘探以博文（Bowen）等中煤阶含煤盆地为主要目标，随着认识的不断加深，勘探目标逐渐转向苏拉特（Surat）等低煤阶盆地，并很快取得突破。Surat盆地成熟度和含气量均较低（镜质体反射率介于0.44%至0.56%），多为生物成因，侏罗系Walloon组煤层单层厚度薄，一般不足2米，但平均渗透率高。渗透率高的原因是该煤层中发育大量裂缝，背斜顶部在局部应力场作用下产生了多方向裂缝系统，而且多向裂缝恰好止于煤层顶底界面，对顶部盖层没有造成任何破坏。
澳大利亚煤层气开采原则是一般先开发甜点区[4]。在开采初期，由于对煤田地质条件认识不足，认为有煤的地方就应该有煤层气，所以在开发前期三维地震，压力测试，构造特征以及断层描述等工作没有做深入研究，均采用多层合采，利用最简单的裸眼完井方式。所以也默认煤层气都是按典型产出模式排水-降压-解吸-扩散-渗流-采气。早期开发原则是尽可能早开井让多数井先排水降压，时间为几个月到两年不等。本文将以Surat盆地T气田为例，针对澳大利亚煤层气产气机理做深入研究[5]。
二 T气田煤层气开发历程
T气田位于Surat盆地Walloon煤层，Walloon亚群两大煤层组构造继承性发展，断层较少，向斜东北部构造较高，以至于地层逐渐消失，向斜西南部构造等高线逐渐下降，形成构造坳陷。Walloon煤层包含三层，从上到下依次是UJ、 LJ煤层组及TCM煤层组，煤层都较薄，连续性及测量展布较差，厚度变化大，埋深主要在200-750米；UJ 、LJ含气饱和度在50-70%，TCM饱和度较低仅有20-30%，平面及纵向非均质性很严重；初始含气量3-7方/天，随着煤层深度的加深，LJ及TCM层含气量相对比UJ高；渗透率普遍较高，平均渗透率1110毫达西，T气田渗透率高达3达西。南部与其他作业公司的K气田相邻。
（一）T气田气田动态分析
从T气田整体开发历史看，该气田2003-2005年陆续投产，整体排水期在2-4年，2007年正式投入开发，平均单井产气0.97 MMcf/d，平均单井产能很高。
根据在产100余口井统计，平均单井累计产气2.17Bcf，应用递减曲线法预测，平均单井可采储量为3.25Bcf，预测单井的生产期多为10年以上。经济极限50Mcf/d。测压结果分析：自从2013年以来，发现T气田中部Condamine河一直有气泡涌出，几年内没有查清原因。为此研究者对历史DST测试数据进行统计，发现UJ层压力随深度几乎保持不变，而只有相对较深的TCM层位压力降的多。早些年认为UJ压力维持不变是因为上部与砂岩层springbok水体相连补充能量导致压力保持不变。而后利用动液面和套压折算的井底压力，纵观整个T气田的压力分布来看，南部压力降的比较多（200-300psi），而北部压力反而上升。显而易见，这种压力上升的现象与煤层气排水降压的经典理论截然不符。究其原因，从T气田构造看，东北部处于构造高部位，推测北部的气来自南部低部位煤层脱附产生的自由气运移过去的。为此，在2015年又钻4口观测井来获取单层压力，数据显示上两层UJ和LJ压力几乎保持不变，而TCM层却保持一定的静水压力梯度。可见上面两层压力保持不变的原因就是从UJ和LJ空间内充斥着自由气，此处的气正是从下面运移过去的。从而推翻了高部位上部水体连接理论。
三 产气机理的解释
为此，需要重新认识煤层气采气产出机理，煤岩中的裂缝类型很多，如果没有良好的盖层，裂缝就会成为散失气体的通道散失掉，甚至逃逸到地面。项目早期，大部分新井开井排水降压一段时间后，然后进行关井处理，此举动恰恰形成了一个良好的“盖层”。所以对于一个关井系统来说，每口井及相邻煤层是一个独立的开放系统，气水流度差异导致气向上运移，水向下运移；由于TCM层含气饱和度很低而且又与水体相连，所以靠压力降脱附出来的气很少，基本只产水；而LJ层不连续降压较快，当压力降到临界脱附压力以下很快脱气，加之西南部低东北高构造特征，从相邻气田（南部K气田）漂移过来一部分气，所以此处生成的气是LJ的脱附气和自由气运移的共同结果，气体会继续向上漂移，使得顶层UJ富集程度越来越高，导致压力不降甚至升高，T气田部分单井初产异常高的原因终于得到解释。
四 结论与建议
1.对于T气田来讲，煤层气开采特征与并不完全依照那种经典的降压脱气模式，缺乏一定的实践验证。上部层位UJ及LJ压力保持平稳或者反而上升认为单井初期产气高包括低部位南部相邻的K气田运移的自由气和LJ脱附的气。
2.有必要进一步研究富集气的储集机理，是断层隔阻亦或是尖灭起到封堵作用。
3.有必要进一步进行分层测试，压力与单层产出气的关系，以及单层内脱附气与自由气比重需要进一步测量与研究。
4.Bowen盆地甜点区是否也有类似自由气的运移值得研究。
参考文献
[1]杨福忠，祝厚勤等.澳大利亚煤层气地质特征及勘探技术
[2]谢治国， 马胜利.澳大利亚煤层气制LNG项目开发及其面临的挑战[天然气与LNG]2010.07（48-56）
[3]李志华，李胜利，于兴河.澳洲Bowen-Surat盆地煤层气富集规律及主控因素[煤田地质与勘探]2014.12，29-30
[4]王磊.澳大利亚Surat盆地煤层气特征.2015.06[内蒙古石油化工]，11-13
[5]煤层气的开采机理研究.[岩性油气藏]2011.08，9-11
[6]S. Scott，Revised geology and coal seam gas characteristics of theWalloon Subgroup –Surat Basin， Queensland PESA Eastern Australasian Basins Symposium II，Adelaide， 19–22 September， 2004
前言
澳大利亚是世界上煤层气开发技术较为成熟的国家之一，其煤层气工业主要集中在东澳大利亚的新南威尔士州和昆士兰州，近年来澳大利亚煤层气的探明储量增长迅速[1，2]。煤层气将成为昆士兰州最重要的新型能源和未来的主力能源之一。我国中石油，中石化和中海油三大石油公司先后进军澳大利亚的煤层气领域，首选开发Bowen-Surat盆地，因此有必要对煤层气采出机理进行研究[3]。
一澳大利亚煤层气开采特征
澳大利亚早期煤层气勘探以博文（Bowen）等中煤阶含煤盆地为主要目标，随着认识的不断加深，勘探目标逐渐转向苏拉特（Surat）等低煤阶盆地，并很快取得突破。Surat盆地成熟度和含气量均较低（镜质体反射率介于0.44%至0.56%），多为生物成因，侏罗系Walloon组煤层单层厚度薄，一般不足2米，但平均渗透率高。渗透率高的原因是该煤层中发育大量裂缝，背斜顶部在局部应力场作用下产生了多方向裂缝系统，而且多向裂缝恰好止于煤层顶底界面，对顶部盖层没有造成任何破坏。
澳大利亚煤层气开采原则是一般先开发甜点区[4]。在开采初期，由于对煤田地质条件认识不足，认为有煤的地方就应该有煤层气，所以在开发前期三维地震，压力测试，构造特征以及断层描述等工作没有做深入研究，均采用多层合采，利用最简单的裸眼完井方式。所以也默认煤层气都是按典型产出模式排水-降压-解吸-扩散-渗流-采气。早期开发原则是尽可能早开井让多数井先排水降压，时间为几个月到两年不等。本文将以Surat盆地T气田为例，针对澳大利亚煤层气产气机理做深入研究[5]。
二 T气田煤层气开发历程
T气田位于Surat盆地Walloon煤层，Walloon亚群两大煤层组构造继承性发展，断层较少，向斜东北部构造较高，以至于地层逐渐消失，向斜西南部构造等高线逐渐下降，形成构造坳陷。Walloon煤层包含三层，从上到下依次是UJ、 LJ煤层组及TCM煤层组，煤层都较薄，连续性及测量展布较差，厚度变化大，埋深主要在200-750米；UJ 、LJ含气饱和度在50-70%，TCM饱和度较低仅有20-30%，平面及纵向非均质性很严重；初始含气量3-7方/天，随着煤层深度的加深，LJ及TCM层含气量相对比UJ高；渗透率普遍较高，平均渗透率1110毫达西，T气田渗透率高达3达西。南部与其他作业公司的K气田相邻。
（一）T气田气田动态分析
从T气田整体开发历史看，该气田2003-2005年陆续投产，整体排水期在2-4年，2007年正式投入开发，平均单井产气0.97 MMcf/d，平均单井产能很高。
根据在产100余口井统计，平均单井累计产气2.17Bcf，应用递减曲线法预测，平均单井可采储量为3.25Bcf，预测单井的生产期多为10年以上。经济极限50Mcf/d。测压结果分析：自从2013年以来，发现T气田中部Condamine河一直有气泡涌出，几年内没有查清原因。为此研究者对历史DST测试数据进行统计，发现UJ层压力随深度几乎保持不变，而只有相对较深的TCM层位压力降的多。早些年认为UJ压力维持不变是因为上部与砂岩层springbok水体相连补充能量导致压力保持不变。而后利用动液面和套压折算的井底压力，纵观整个T气田的压力分布来看，南部压力降的比较多（200-300psi），而北部压力反而上升。显而易见，这种压力上升的现象与煤层气排水降压的经典理论截然不符。究其原因，从T气田构造看，东北部处于构造高部位，推测北部的气来自南部低部位煤层脱附产生的自由气运移过去的。为此，在2015年又钻4口观测井来获取单层压力，数据显示上两层UJ和LJ压力几乎保持不变，而TCM层却保持一定的静水压力梯度。可见上面两层压力保持不变的原因就是从UJ和LJ空间内充斥着自由气，此处的气正是从下面运移过去的。从而推翻了高部位上部水体连接理论。
三 产气机理的解释
为此，需要重新认识煤层气采气产出机理，煤岩中的裂缝类型很多，如果没有良好的盖层，裂缝就会成为散失气体的通道散失掉，甚至逃逸到地面。项目早期，大部分新井开井排水降压一段时间后，然后进行关井处理，此举动恰恰形成了一个良好的“盖层”。所以对于一个关井系统来说，每口井及相邻煤层是一个独立的开放系统，气水流度差异导致气向上运移，水向下运移；由于TCM层含气饱和度很低而且又与水体相连，所以靠压力降脱附出来的气很少，基本只产水；而LJ层不连续降压较快，当压力降到临界脱附压力以下很快脱气，加之西南部低东北高构造特征，从相邻气田（南部K气田）漂移过来一部分气，所以此处生成的气是LJ的脱附气和自由气运移的共同结果，气体会继续向上漂移，使得顶层UJ富集程度越来越高，导致压力不降甚至升高，T气田部分单井初产异常高的原因终于得到解释。
四 结论与建议
1.对于T气田来讲，煤层气开采特征与并不完全依照那种经典的降压脱气模式，缺乏一定的实践验证。上部层位UJ及LJ压力保持平稳或者反而上升认为单井初期产气高包括低部位南部相邻的K气田运移的自由气和LJ脱附的气。
2.有必要进一步研究富集气的储集机理，是断层隔阻亦或是尖灭起到封堵作用。
3.有必要进一步进行分层测试，压力与单层产出气的关系，以及单层内脱附气与自由气比重需要进一步测量与研究。
4.Bowen盆地甜点区是否也有类似自由气的运移值得研究。
参考文献
[1]杨福忠，祝厚勤等.澳大利亚煤层气地质特征及勘探技术
[2]谢治国， 马胜利.澳大利亚煤层气制LNG项目开发及其面临的挑战[天然气与LNG]2010.07（48-56）
[3]李志华，李胜利，于兴河.澳洲Bowen-Surat盆地煤层气富集规律及主控因素[煤田地质与勘探]2014.12，29-30
[4]王磊.澳大利亚Surat盆地煤层气特征.2015.06[内蒙古石油化工]，11-13
[5]煤层气的开采机理研究.[岩性油气藏]2011.08，9-11
[6]S. Scott，Revised geology and coal seam gas characteristics of theWalloon Subgroup –Surat Basin， Queensland PESA Eastern Australasian Basins Symposium II，Adelaide， 19–22 September， 2004